3.1 Методы оценки потенциальных ресурсов

Для разработки долгосрочного прогноза нефтегазоносности недостаточно изученных территорий, необходимо провести оценку потенциальных ресурсов нефти и газа. Под начальными потенциальными геологическими ресурсами понимается общее количество углеводородов (УВ), содержащихся в недрах бассейна (объекта) до начала эксплуатации.

В настоящее время используются три основных метода оценки потенциальных ресурсов недр: сравнительно геологический (или метод аналогий), объемно-статистический и объемно-генетический.

Сравнительно-геологический метод наиболее широко используется для оценки отдельных слабо изученных территорий на основании аналогии районов с известной промышленной нефтегазоносностью и/или хорошо изученными. Подбор критериев производится, исходя из современных представлений о формировании месторождений, зон нефтегазонакопления, объема осадочного выполнения, состава формаций, объема природных резервуаров и др.

Объемно-статистический метод основан на использовании четко сформулированных критериев, выраженных количественно, т.е. на данных об удельных запасах нефти и газа эталонных бассейнов, для которых выявленные запасы составляют более половины начальных потенциальных ресурсов, и использовании аналогий по ряду необходимых признаков, выбираемых на основании представлений о формировании нефти и газа. (Наливкин и др., 1975).

Объемно-генетический метод является количественным выражением основных положений теории осадочно-миграционного происхождения нефти. Основным критерием при оценке перспектив и количества потенциальных ресурсов являются сведения о количестве, генетическом типе и степени катагенетической преобразованности РОВ, заключенного в породах, о степени его битуминизации, позволяющие количественно оценить масштабы генерации жидких и газообразных УВ, рассчитать количество УВ, эмигрировавших и аккумулировавшихся в залежах. Наибольшие затруднения и расхождения вызывает подсчет потерь УВ, т. е. расчет коэффициентов эмиграции и аккумуляции УВ.

Наиболее научно обоснованная количественная оценка перспектив нефтегазоносности осадочного бассейна невозможна без применения историко-геолого-геохимического метода, суть которого в реконструкции истории нефти в осадочном бассейне — от заложения и созревания очага нефтегазообразования (ОНГО) до становления и формирования зон нефтегазонакоп-ления (ЗНГН) и отдельных залежей в них, а также характера и условий консервации. Масштабы нефтегазообразования в конкретном очаге или продуктивность очага зависят от его размеров и степени реализации нефтематеринского потенциала очага (П_нм), определяемой масштабами накопления органического вещества (ОВ), его концентрацией, генетическим типом и степенью катагенетической зрелости. Нефтематеринский потенциал очага складывается из потенциала конкретных пачек нефтематеринских пород, который оценивается нефтематеринским потенциалом литотипов, формирующих нефтематеринскую свиту, определяемым, в свою очередь, концентрацией ОВ и его потенциалом.

Потенциал ОВ (П_ов) оценивается выраженным в процентах отношением количества генерированных породой за всю катагенетическую историю нефтяных УВ к общему количеству ОВ. Нефтематеринский потенциал породы (П_п) определяется количеством нефти (УВ), выраженным в граммах или килограммах на тонну или кубический метр породы.

В основе почти всех применяющихся модификаций расчета П_ов лежит методика В.А. Успенского, предложившего для оценки количества генерированных УВ использовать данные об элементном составе.

При подсчете начальных потенциальных ресурсов нефти рекомендуется использовать объемно-генетический метод (модификация С. Г. Неручева), позволяющий с достаточной точностью определить количество генерированных и эмигрировавших УВ. Величины коэффициента аккумуляции — К_а и консервации — К_к следует устанавливать (при отсутствии прямых подсчетов по бассейну) на основе использования объемно-статистического метода и метода геологических аналогий.